DE2420900C2 - Emulgatoren für Wasser-in-Öl Emulsionen - Google Patents

Emulgatoren für Wasser-in-Öl Emulsionen

Info

Publication number
DE2420900C2
DE2420900C2 DE2420900A DE2420900A DE2420900C2 DE 2420900 C2 DE2420900 C2 DE 2420900C2 DE 2420900 A DE2420900 A DE 2420900A DE 2420900 A DE2420900 A DE 2420900A DE 2420900 C2 DE2420900 C2 DE 2420900C2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
oleic acid
weight
water
oil
emulsifier
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired
Application number
DE2420900A
Other languages
English (en)
Other versions
DE2420900A1 (de
Inventor
Leroy L. Duncan Okla. Carney
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Co
Original Assignee
Halliburton Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Co filed Critical Halliburton Co
Publication of DE2420900A1 publication Critical patent/DE2420900A1/de
Application granted granted Critical
Publication of DE2420900C2 publication Critical patent/DE2420900C2/de
Expired legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/36—Water-in-oil emulsions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
    • C09K23/017—Mixtures of compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/927—Well cleaning fluid
    • Y10S507/928—Spacing slug or preflush fluid
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S516/00—Colloid systems and wetting agents; subcombinations thereof; processes of
    • Y10S516/01—Wetting, emulsifying, dispersing, or stabilizing agents
    • Y10S516/03—Organic sulfoxy compound containing
    • Y10S516/05—Organic amine, amide, or n-base containing

Description

B) 0,5 bis 20 Gewichtsprozent eines Dispergiermittels für die Erleichterung der Dispersion von festen, das spezifische Gewicht erhöhendem Material in Ol und gegebenenfalls
C) 1 bis 30 Gewichtsprozent eines teilchenförmigen, festen Asphaltmaterials.
25
2. Emulgator nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß er als Dispergiermittel B) ein durch Vermischen von Oleylamid mit Sulfitzellstoffablauge und Trocknen des Gemischs erhaltenes Produkt enthält
3. Emulgator nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß das Dispergiermittel durJi Vermiscften von Oleylamid mit Sulfitzellstoffablauge im Mengenverhältnis von 1 :1 erhalten worden ist
4. Emulgator nach den Ansprüchen 1 bis 3, 3s dadurch gekennzeichnet, daß er als Komponente A)c) ein Gemisch aus
a) nicht-destillierter Ölsäure und
b) unreiner, aus Olein gewonnener ölsäure, im Mengenverhältnis von a :b = 1 :1, enthält
5. Emulgator nach den Ansprüchen 1 bis 4, bestehend aus 60 bis 65 Gewichtsprozent Kalk, 2 bis 5 Gewichtsprozent Oleylamid, 3 bis 30 Gewichtsprozent ölsäure, 8 bis 12 Gewichtsprozent dimerisierter ölsäure, 1 bis 10 Gewichtsprozent Dispergiermittel zur Erleichterung der Dispersion von teilchenförmigem, festem, das spezifische Gewicht erhöhendem Material in öl sowie 5 bis 15 Gewichtsprozent teilchenförmigen!, festem Asphaltharz.
6. Emulgator nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß die dimerisierte Ölsäure eine nicht-destillierte, dimerisierte Ölsäure ist.
7. Emulgator nach Anspruch 1, bestehend aus 61,6 Gewichtsprozent Kalk, 33 Gewichtsprozent Oleylamid, 5,1 Gewichtsprozent nicht destillierter ölsäure, 5,1 Gewichtsprozent unrein aus Olein gewonnener ölsäure, 103 Gewichtsprozent nicht-destillierter, dimerisierter Ölsäure, 2 Gewichtsprozent Dispergiermittel für teilchefiforffliges, festes, das 6ö spezifische Gewicht erhöhendes Material, wobei das Dispergiermittel durch Vermischen des Oleylamids mit einer gleichen Menge von Sulfitzellstoffablauge und Trocknen des Gemisches hergestellt worden ist, sowie 12,0 Gewichtsprozent teilchenförmigem, festern Asphaltharz.
8. Verwendung des Emulgators nach den Ansprüchen 1 bis 8 für die Herstellung von als Bohrflüssigkeiten geeigneten, stabilen Wasser-in-Öl-Emulsionen,
9. Verwendung nach Anspruch 9, wobei der Emulgator in einer Menge von 42,8 g bis 142,6 g pro 1 Liter Öl eingesetzt wird.
40 Die Erfindung betrifft Emulgatoren für die Herstellung einer Wasser-in-öl-Emulsion sowie die Verwendung dieser Emulgatoren zur Herstellung von Wasserin-Öl-Emulsionen, die als Bohrflüssigkeiten geeignet sind.
Aus »Soviet Inv. IH. Sect I Chem 1970 ist es bereits bekannt bei der Herstellung eines Öl-Lösun^umittels, das die Ausbildung von kohlenstoffhaltigen Ablagerungen in Kompressoren von Koksgasen verhindern soll, als Emulgator Triäthanolaminoleat zu verwenden. Dieses Öl-Lösungsmittel besteht aus einer 10- 20%igen Öl-in-Wasser-Emulsion. Demgegenüber betrifft die Erfindung jedoch Emulgatoren für Wasser-in-Öl-Emulsionen.
Bohrschlämme vom Typ der öl-Wasser-Emulsionen werden mit Vorteil in der Ölförderindustrie beim Bohren seit vielen Jahren angewandt Solche Emulsionsbohrfluide besitzen zahlreiche Vorteile gegenüber üblichen Bohrflüssigkeiten oder Bohrschlämmen, z. B. ermöglichen sie höhere Bohrgeschwindigkeiten, längere Lebenszeiten für die Bohrer und bessere Bedingungen im Bohrloch. Die am häufigsten verwendeten Emulsionsbohrfluide sind vom Öl-in-Wasser-Typ, in welchem das öl die dispergierte Phase und Wasser die kontinuierliche Phase darstellen. Invertierte Emulsionen oder Wasser-in-Öl-Emulsionen, in denen das öl die kontinuierliche Phase und das Wasser die dispergierte Phase sind, wurden ebenfalls mit Vorteil eingesetzt Jedoch sind solche invertierten Emulsionen als Bohrfluide bislang relativ teuer gewesen, und sie erforderten eine scharfe Überwachung bei ihrer Herstellung und Anwendung. Darüber hinaus waren solche Wasser-in-Öl-Emulsionen bislang bei hohen Temperaturen instabil, d. h. die Emulsionen wandelten sich bei Temperaturen oberhalb etwa 93" C in Öl-in-Wasser-Emulsionen zurück oder brachen auf und trennten sich auf, fernerhin blieben diese Emulsionen bei Temperaturen oberhalb etwa ?.60° C im allgemeinen nicht mehr flüssig. Weiterhin führte die rasche Zugabe von das spezifische Gewicht erhöhenden Materialien zu vorbekannten Bohl/luiden von »Invertemulsionen« oft dazu, daß die Fluide hochviskos» wurden und/oder aufbrachen und sich auftrennten.
Die Emulgatoren, welche zur Herstellung der vorbekannten Bohrfluide vom lnvertemulsionstyp verwendet wurden, enthielten im allgemeinen sowohl feste als auch flüssige Komponenten oder Zusatzstoffe, welche getrennt transportiert und am Herstellungsort der Emulsion vermischt werden mußten.
Weiterhin ist ein Verfahren zur Herstellung von Wasser-in-Öl-Emulsionen aus der DE-PS 7 47 536 beschrieben. Gemäß Beispiel 3 dieser Patentschrift wird Dioleyüäthylendiamin als acylierte, nicht-aromatische Komponente im Emulgator verwendet. Die nach dieser Patentschrift hergestellten Wasser-in-Öl-Emulsionen sind jedoch steife, homogene Pasten, welche beispielsweise als Hautcreme oder als Schmieren verwendet werden. Bei der Verwendung von Dioleyläthylendiamin
in einem sonst gemäß der vorliegenden Erfindung formulierten Emulgator zeigte sich, daß dieses Dioleyl· äthylendiamin nicht zu den gewünschten Ergebnissen führt
Aufgabe der Erfindung ist die Schaffung verbesserter Emulgatoren für Wasser-in-Öl-Emulsionen, d. h, verbesserter Bohrfluide vom Invertemulsionstyp, welche ausgezeichnete Temperaturstabilität und die anderen gewünschten Eigenschaften besitzt
Die verbesserten Wasser-in-Öl-Emulsionen werden durch die Verwendung der erfindungsgemäßen, neuen Emulgatoren hergestellt, welche einzigartige, freifließende Pulver sind. Diese Emulgatoren können zur Herstellung von Invertemulsionen aus frischem Wasser oder Salzlösungen und einer Vielzahl von ölen verwendet werden. Darüber hinaus können die verbesserten Emulsionsbohrflüssigkeiten, weiche mit den erfindungsgemäßen Emulgatoren hergestellt wurden, mittels einer Vielzahl der konventionellen, das spezifische Gewicht erhöhenden Materialien mit hohen Raten schwerer gemacht werden, ohne daß hierbei nachteilige Ergebnisse auftreten.
Die erfindungsgemäßen Emulgatoren bestehen aus
A) einen gepulverten, festen Träger in Form von Kalk oder Diatomeenerde, auf dem
a) I bis 20 Gewichtsprozent eines durch Kondensation des Reaktionsproduktes von Ölsäure und Diäthanolamin hergestellten Oleylamids sowie
b) 2 bis 20 Gewichtsprozent diiCi-risierte Ölsäure, und
c) 3 bis 40 Gewichtsprozent ölss^re, adsorbiert sind, gegebenenfalls
B) 0,5 bis 20 Gewichtsprozent eines Dispergiermittels für die Erleichterung der Dispersion von festen, das spezifische Gewicht erhöhendem Material in öl und gegebenenfalls
C) 1 bis 30 Gewichtsprozent eines teilchenförmigen, festen Asphaltmaterials.
Der in der Beschreibung verwendete Ausdruck »Kalk« für den festen Träger bedeutet sowohl Calciumoxid, Calciumhydroxid, Magnesiumoxid als auch Mischungen der zuvor genannten Verbindungen.
Das für den erfindungsgemäßen Emulgator verwendbare Oleylamid kann durch Kondensation des Reaktionsproduktes von ölsäure und Diäthanolamin hergestellt werden. Es setzt die Grenzflächenspannungen zwischen dem öl und dem Wasser in einem solchen Ausmaß herab, daß das Gemisch beim Rühren bzw. Inbewegunghalten sehr leicht eine Wasser-in-ÖNEmuI-sion bildet, die stabile Eigenschaften aufweist Bei Konzentrationen des Oleylamids im Emulgator unterhalb von 1 Gew.-% ergibt sich nur eine geringe Verminderung der Grenzflächenspannungen, wenn der Emulgator zu öl und Wasser hinzugesetzt und hiermit vermischt wird. Bei Oleylamidkonzentrationen oberhalb von 20 Gew.-% im Emulgator ergibt sich eine zu starke Dispersion der dispergierten Wasserphase.
Die dimerisierte ölsäure in der Emulgatorzusammensetzung wirkt dahin, daß der hiermit hergestellten Wasser-in-ÖI-Emulsion thixofrope Eigenschaften erteilt werden. Ohne thixotrope Eigenschaften kann die Zugabe von das spezifische Gewicht erhöhenden Materialien zu der Emulsion nicht in zufriedenstellender Weise durchgeführt werden. Bei einer Konzentration an dimerisierter ölsäure von weniger als 2 Gew,-% in dem Emulgator werden der hergestellten Emulsion keine thixotropen Eigenschaften erteilt, und bei Konzentrationen von größer als 20 Gew.-% in der Emulgatorzusamroensetzung werden die erwünschten Eigenschaften des Freifließens hiervon herabgesetzt Um die Gesamtkosten der Emulgatorzusammensetzung herabzusetzen,
ίο kann nicht-destillierte, dimerisierte ölsäure anstelle von reiner, dimerisierter ölsäure verwendet werden.
Wie bereits zuvor beschrieben, wirkt das Oleylamid zur Herbeiführung einer Verminderung der Grenzflächenspannungen zwischen dem Wasser und dem öl
unter Bildung der gewünschten Wasser-in-öl-Emulsion. Obwohl jedoch Oleylamid leicht Emulsionen bildet wenn sowohl reines Wasser als auch wenn Calcium- und Magnesiumsalzlösungen verwendet werden, wurde gefunden, daß Oleylamid bei der Bildung von Wasser-in-
Öl-Emulsionen unter Verwendung von Natriumchloridsalziösungen nicht so leistungsfähig wie gewünscht ist Um eine Emulgatorzusammensetzung zu schaffen, welche zur Herstellung von besseren Wasser-in-Öl-Emulsionen gemäß der Erfindung unter Verwendung von Natriumchloridsalzlösungen wie auch von anderen Salzlösungen verwendet werden kann, wird ölsäure in den Emulgator in einer Menge im Bereich von 3 Gew.-% bis 40 Gew.-% des Emulgators eingegeben. Bei einer Konzentration unterhalb von 3 Gew.-% emulgiert
die ölsäure die NatriurechloridsaJzlösung nicht wirksam genug, und bei einer Konzentration von oberhalb 40% in der Emulgatorzusammensetzung werden die Eigenschaften des Freifließens der Zusammensetzung beeinträchtigt
Um die Kosten der Emulgatorzusammensetzung
herabzusetzen, kann nicht-destillierte, dunkle ölsäure in
Mischung mit unreiner, aus Olein gewonnener ölsäure
anstelle von reiner ölsäure verwendet werden.
Nicht-destillierte, dunkle ölsäure entölt etwa 75%
ölsäure und geringere Mengen von Linolsäure, Linolensäure, Palmitoleinsäure, Palmitinsäure, Myristinsäure, Myristoleinsäure und Stearinsäure. Unreine, aus Olein gewonnene Ölsäure ist der Rückstand, welcher bei einem üblichen ölsäuredestillationsprozeß gebildet
wird, und sie enthält ölsäure wie auch Mengen der anderen, oben genannten Säuren einschließlich einiger dimerisierter Säuren. Vorzugsweise enthält die Emulgatorzusammensetzung nirht-destillierte ölsäure und aus Olein gewonnene, unreine ölsäure, wobei diese im
so Emulgator in gleichen Mengen vorliegen.
Bei der Verwendung der erfindungsgemäßen Emulgatoren zur Herstellung von Wasser-in-Öl-Emulsionen, welche zur Verwendung als Bohrflüssigkeit oder als Bohrschlamm besonders geeignet sind, kann ein Mittel zur Erleichterung der Dispersion von teilchenförmigem, festem, das spezifische Gewicht erhöhendem Material in Öl in die Emulgatorzusammensetzung eingegeben werden. Eine Vielzahl von konventionellen Dispergiermitteln für das spezifische Gewicht erhöhende Materialien kann mit einem gewissen günstigen Effekt verwendet werden. Beispielsweise sind Dispergiermittel wie sulfonierte Paraffine, Harzsäuren und Harzseifen, wenn sie zu dem Emulgator in Mengen im Bereich von 04 bis 20 Gew.-% des Emulgators zugesetzt werden, zur
β?. Erleichterung der Dispersion von konventionellen, das spezifische Gewicht erhöhenden Materialien wie Calcit, Barit usw. in der gebildeten Invertemulsion wirksam.
Ein besonders geeignetes und bevorzugtes Disper-
giermittel, welches erfjndungsgemftß angewandt wird, ist ein Produkt, das durch Reaktion von Oleylchlorid mit N-Methyltaurin, Vermischen des entstandenen Oleylamidreaktionsproduktes mit SulRtzellstoffablaugen in einer Menge im Bereich von 25 bis 75 Gew,-% des Gemisches, vorzugsweise in der gleichen Menge, und Sprühtrocknen des Gemisches hergestellt wurde. Unter dem in der Beschreibung verwendeten Ausdruck »Sulfitzellstoffablaugen« sind Zellstoffablaugen zu verstehen, welche bei einem Sulfitpapierherstellungsverfahren erzeugt wurden und Ligninsulfonate enthalten. Das entstandene Trockenprodukt wird zu der Emulgatorzusammensetzung in dem oben angegebenen Bereich zugesetzt Dieses bevorzugte Dispergiermittel ermöglicht es, daß konventionelle, das spezifische Gewicht erhöhende Materialien wie teilchenförmiger, fester Quarz, Calcit, Barit, Eisenoxid usw. in dem Bohrfluid in Form einer Invertemulsion, welches unter Verwendung der Emulgatorzusammcnsctzung hergestellt wurde, rasch dispergiert werden. Es wurde gefunden, daß das Dispergiermittel relativ unwirksam bei Konzentrationen von weniger als 0,5 C{ew.-% in der Emulgatorzusammensetzung ist, und daß bei Konzentrationen von mehr als 20 Gew.-% in dem Emulgator die entstandene Emulsion zu dünn wird, um die das spezifische Gewicht erhöhenden Materialien zu tragen.
Damit bei hohen Temperaturen bei den unter Verwendung der erfindungsgemäßen Emulgatorzusammensetzung hergestellten Emulsionen eine Steuerung des Fluidverlustes möglich ist, kann ein konventionelles, teilchenförmiges, festes Asphaltmaterial zu der Zusammensetzung in einer Menge im Bereich von 1 bis 30 Gew.-°/o der erhaltenen Emulgatormischung zugesetzt werden.
Eine besonders bevorzugte Emulgatorzusammensetzung zur Herstellung der verbesserten Wasser-in-Öl-Emulsionen, welche besonders vorteilhaft als Bohrfluide sind, besteht aus gepulvertem Kalk, der in der Zusammensetzung: einer Menge im Bereich von 60 bis 65 Gew-% vorliegt, Oleylamid, das in einer Menge im Bereich von 2 bis 5 Gew.-% vorliegt, Ölsäure, die in einer Menge im Bereich von 3 bis 30 Gew.-% vorliegt, dimerisierte ölsäure, die in einer Menge im Bereich von 8 bis 12 Gew.-% vorliegt, wobei das oben beschriebene, bevorzugte Dispergiermittel zur Erleichterung der Dispersion des teilchenförmigen, festen, das spezifische Gewicht erhöhenden Materials in öl in dem Emulgator in einer Menge im Bereich von 1 bis 10 Gew.-% vorliegt, und wobei teilchenförmiges, festes Asphaltharz in einer Menge im Bereich v;mi 5 bis 15 Gew.-% vorhanden ist. Weiterhin ist die in der Emulgatorzusammensetzung verwendete ölsäure vorzugsweise ein Gemisch von nicht-destillierter ölsäure und unreiner, aus Olein gewonnener ölsäure, die in gleichen Mengen vorliegen.
Die am meinen bevorzugte Emulgatorzusammensetzung gemäß der Erfindung besteht aus pulverförmigem KaIk4 der in der Zusammensetzung in einer Menge von 61,6 Gew.-% vorliegt, Oleylamid, das in einer Menge von 3,9 Gew.-% vorliegt, nicht-destülierter ölsäure, die in einer Menge von 5,1 Gew.-% vorliegt, unreiner, aus Olein gewonnener ölsäure, die in einer Menge von 5,1 Gew.-% vorliegt, nicht-destillierter, dimerisierter Ölsäure, die in einer Menge von 10,3 Gew.-% vorliegt, einem Dispergiermittel, das durch Vermischen von Oleylamid mit einer gleichen Menge von Sulfitzellstoffablauge und Spr^' -ocknen des Gemisches hergestellt wurde, wobei dieses Dispergiermittel in einer Menge von 2 Gew.-% vorhanden ist, sowie aus teilchenförmigen!, festem Asphaltharz, das in einer Menge von 12 Gew.-% vorhanden ist
Bei der Herstellung der erfindungsgemäßen Emulgatorzusammensetzungen wird das flüssige Oleylamid auf den gepulverten Kalk oder die Diatomeenerde unter Mischen aufgesprüht so daß das Oleylamid adsorbiert wird. Die ölsäure und die dimerisierte Ölsäure (vorzugsweise nicht-destillierte ölsäure, unreine, aus Olein gewonnene ölsäure und nicht-destUlierte, dimeri-
sierte ölsäure) werden miteinander vermischt und auf eine Temperatur von etwa 49° C bis 660C erwärmt um ihre sofortige Adsorption zu erleichtern. Das erwärmte, flüssige Gemisch wird dann auf den Kalk oder die Diatomeenerde, während gemischt wird, aufgesprüht so daß es hierauf adsorbiert wird, und der Kalk oder die Diatomeenerde in freifließendem, pulverförmigem Zustand zurückbleiben. Das verwendete Dispergiermittel und das teilchenförmige Asphalte arz werden als nächstes mit dem Gemisch zur Bildung der fertigen Zusammensetzung vereinigt Konventionelle Misch- und Einmischapparaturen könneii'iur Durchführung der oben beschriebenen Arbeitsweisen verwendet werden, und die hergestellte, fertige Emulgatorzusammensetzung ist ein trockenes, freifließendes Pulver, welches in Papiersäcken oder anderen konventionellen Behältern für liockene Materialien transportiert und aufbewahrt werden kann.
Bei der Verwendung der Emulgatorzusammensetzung zur Herstellung der verbesserten Wasser-in-öl-
Emulsionen wird eine Menge Öl, wobei dieses Dieselöl, Rohöl, Kerosin, andere aliphatische Kohlenwasserstoffe oder ein Gemisch der zuvor genannten Stoffe sein kann, in einer Mischgrube oder einem Behälter angeordnet und unter Verwendung der üblichen Mischvorrichtun-
j5 gen in Bewegung gesetzt bzw. gerührt Als nächstes wird die Emulgatorzusammensetzung langsam hinzugegeben und mit dem Öl in einer Gesamtmenge von etwa 6,8 kg bis etwa 22,7 kg Emulgator pro 1591 verwendetem Öl zugesetzt und vermischt Das verwendete Wasser, im allgemeinen eine Menge von etwa 5 Vol.-% bis etwa 60 VoL-% des verwendeten Öles, wird in die Mischgrube oder den Behälter zugegeben, und das Gemisch wird fortwährend während einer Zeitspanne von 30 Min. bis 1 Stunde, nachdem das gesamte Wasser zugesetzt worden ist in Bewegung gesetzt bzw. gerührt Als nächstes wird das das spezifische Gewicht erhöhende Material zu der Mischung hinzugesetzt und der Mischvorgang wird für 30 Min. bis 1 Stunde nach der Zugabe des gesamten, das spezifische Gewicht erhöhenden Materials fortgeführt Wenn sich die Wasser-in-öl-Etmilsion, weiche das gewünschte Gewicht und die anderen Eigenschaften aufweist einmal gebildet hat wird sie bei Bohrvorgängen in konventioneller Weise eingesetzt
Um die verschiedenen, verbesserten Bohrfluide in Form von Wasser-in-Öl-Emulsionen, weiche hergestellt werden können, wie auch die Mengen an Öl, Wasser und anderen Bestandteilen, welche zur Herstellung des Bohrfluides erforderlich sind, zu erläutern, ist die folgende Tabelle (I) angefügt In dieser Tabelle (1) sind die Mengen von BaHt (Bariumsulfat), Calciumchlorid^ sung und Dieselöl Nr. 1 zur Herstellung von 15 9001 von Invertemulsionsbohrfluiden verschiedener Gewichte wie auch die Mengen der erforderlichen Emulgatorzusammensetzung gezeigt. Folgende Emulgatorzusammensetzung wurde bei den Emulsionen der Tabelle (I) verwendet:
Bestandteil
Gew.-7n
Gepulverter Kalk 61,6
Oleylamid 3,9
Nicht-destillierte Ölsäure 5,1
Unreine, aus Olein gewonnene 5,1 Ölsäure
Nicht-destillierte, dimerisierte 10,3 Ölsäure
Dispergiermittel Öl-Wasser- Verwendetes, das 2.0 lösung. 1.20 kg Verwendeier
Asphaltharz Vcrhältnis spezifische Gewicht 12.0 CaCI2/! (D Emulgator
(Vol.-%) erhöhende Material 100.0 (g/l Öl)
Tabelle I (Bari!) (kg) 6.041
60-40 102,1 sser-in-ÖI-Emulsionen 5.787 71,3
61-39 743,9 Verwendetes Verwendete .Salz- 5.533 71,37
62-38 1.372.1 Dieselöl 5.278 69.9
63-37 2.041.2 Nr. I (I) 5.040 68,5
Zusammensetzung der verschiedenen Bohrfluide in Form von Wa 64-36 2.683.0 4.785 67,0
Kmulsions- 65-35 3.338.4 9.110 4.547 65,6
gewichl 66-34 3.991,6 9.062 4.324 64,2
(kg/l) 67-33 4.642.5 9.030 4.102 62.8
68-32 5.286.6 8.983 3.879 61.3
1.02 69-31 5.953,4 8.935 3.673 59,9
1,08 70-30 6.590.7 8.903 3.466 58,5
1.14 71-29 7.234.8 8.839 3.259 57.1
!.20 72-28 7.881.2 8.776 3.068 55.6
i.26 73-27 8.523.0 8.712 2.862 54.2
1.32 74-26 9.285.0 8.633 2.702 32,8
,.38 75-25 9.806.7 8.553 2.512 51.4
1.44 76-24 10.446.2 8.474 2.353 49.9
1.50 77-23 11.049,5 8.378 2.178 48.5
1.56 78-22 11.723.1 8.283 2.019 47.1
1.62 79-21 12.358.1 8.156 1.876 45.7
1.68 80-20 12.990,9 8.076 1.715 44.2
1.74 81-19 13.625.9 7.981 42,8
!.80 7.870
1.86 7.742
1.92 7.615
1.98 7.472
2.04 7.345
2.10
2.16
2.22
2.28
Selbstverständlich können auch wesentliche Änderungen in den relativen Mengen der unterschiedlichen Bestandteile der Emtilgatorzusammensetzungen angewandt werden.
Vergleichsversuch
Es wurde ein Emulgator unter Verwendung des in der i)E-PS 7 47 536 beschriebenen Dioleyläthylendiamins anstelle des erfindungsgemäß eingesetzten Kondensationsproduktes aus ölsäure und Diethanolamin entsprechend der zuvor bei den Beispielen gegebenen Formulierung hergestellt.
Bei der Verwendung eines solchen V>rg!eich$ermjlg3-tors in einem Bohrfluid entsprechend der Zusammensetzung von Tabelle (I) bei einem Gewichtsverhältnis
Öl : Wasser von 70 :30 zeigte sich, daß sich das die Dichte erhöhende Material in Form des Barits sehr rasch aus einer solchen Emulsion absetzte, während bei Verwendung des erfindungsgemäßen Emulgators eine stabile Wasser-in-Öl-Emulsion erhalten wurde.
Weiterhin ist noch darauf hinzuweisen, daß bei den erfindungsgemäßen Emulgatoren keine Calciumseifen zur Herstellung der Emulsionen oder Emulgatoren verwendet werden müssen.
Aus den oben aufgeführten Eigenschaften ist daher ersichtlich, daß mit Hilfe der erfindungsgemäßen Emulgatoren wesentlich stabilere und als Bohrfluide besser geeignete Wasser-in-Öl-Emulsionen hergestellt werden können.

Claims (1)

Patentansprüche;
1. Emulgator für Wasser-in-Öl-Emulsionen, bestehend aus:
A) einem gepulverten, festen Träger in Form von Kalk oder Diatomeenerde, auf dem
a) I bis 20 Gewichtsprozent eines durch Kondensation des Reaktionsproduktes von ι ο Ölsäure und Diäthanolamin hergestellten Oleylamids sowie
b) 2 bis 20 Gewichtsprozent dimerisierte ölsäure, und
c) 3 bis 40 Gewichtsprozent ölsäure, adsorbiert sind, gegebenenfalls
DE2420900A 1973-05-01 1974-04-30 Emulgatoren für Wasser-in-Öl Emulsionen Expired DE2420900C2 (de)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US35623973A 1973-05-01 1973-05-01

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE2420900A1 DE2420900A1 (de) 1974-11-21
DE2420900C2 true DE2420900C2 (de) 1981-11-26

Family

ID=23400684

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE2462436A Expired DE2462436C3 (de) 1973-05-01 1974-04-30 Bohrflüssigkeit aus einer Wasserin-Öl-Emulsion
DE2420900A Expired DE2420900C2 (de) 1973-05-01 1974-04-30 Emulgatoren für Wasser-in-Öl Emulsionen

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE2462436A Expired DE2462436C3 (de) 1973-05-01 1974-04-30 Bohrflüssigkeit aus einer Wasserin-Öl-Emulsion

Country Status (8)

Country Link
US (1) US4108779A (de)
CA (1) CA1023239A (de)
DE (2) DE2462436C3 (de)
FR (1) FR2227897B1 (de)
GB (1) GB1467841A (de)
IT (1) IT1010089B (de)
NL (1) NL7405570A (de)
NO (1) NO793203L (de)

Families Citing this family (73)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2396791A1 (fr) * 1977-07-08 1979-02-02 Elf Aquitaine Microemulsions utilisables comme " spacers " de cimentation
US4304300A (en) * 1979-08-09 1981-12-08 Halliburton Company Method of using gelled aqueous well treating fluids
US4409108A (en) * 1980-06-02 1983-10-11 Halliburton Company Lubricating composition for well fluids
US4445576A (en) * 1982-05-24 1984-05-01 Exxon Research And Engineering Co. Method of using a spacer for well control fluid
US4754439A (en) * 1985-11-13 1988-06-28 Amoco Corporation Means for obtaining shear wave velocities
US5030366A (en) * 1989-11-27 1991-07-09 Atlantic Richfield Company Spacer fluids
US5113943A (en) * 1989-11-27 1992-05-19 Atlantic Richfield Company Spacer fluids
US5114598B1 (en) * 1990-02-01 1997-08-26 Sun Drilling Products Corp Method of making drilling fluid containing asphaltite in a dispersed state
US5114597A (en) * 1990-02-22 1992-05-19 Sun Drilling Products Corporation Method of making a drilling fluid containing carbon black in a dispersed state
US6218342B1 (en) * 1996-08-02 2001-04-17 M-I Llc Oil-based drilling fluid
US5888944A (en) * 1996-08-02 1999-03-30 Mi L.L.C. Oil-based drilling fluid
US6589917B2 (en) 1996-08-02 2003-07-08 M-I Llc Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility
US5905061A (en) * 1996-08-02 1999-05-18 Patel; Avind D. Invert emulsion fluids suitable for drilling
US5909779A (en) * 1997-08-19 1999-06-08 M-I L.L.C. Oil-based drilling fluids suitable for drilling in the presence of acidic gases
FR2768732B1 (fr) * 1997-09-25 2003-10-24 Inst Francais Du Petrole Procede de fabrication d'un agent de surface emulsifiant et dispersant, a partir d'une huile polymerisee et d'un aminoalcool
US5843872A (en) * 1997-11-19 1998-12-01 Sun Drilling Products Corp Drilling fluid system and related methods
US5942467A (en) * 1997-12-08 1999-08-24 Sun Drilling Products Corporation Drilling fluid system containing a combination of hydrophilic carbon black/asphaltite and a refined fish oil/glycol mixture and related methods
US5904208A (en) * 1998-01-21 1999-05-18 Deep South Chemical Method of cleaning a well bore prior to cementing
US6196320B1 (en) 1998-01-21 2001-03-06 Warren J. Ray Method of cleaning a well bore prior to installing a water based fluid system
WO2002011874A1 (en) 2000-08-07 2002-02-14 Sofitech N.V. Viscoelastic wellbore treatment fluid
GB2365464B (en) 2000-08-07 2002-09-18 Sofitech Nv Scale dissolver fluid
US6534571B1 (en) * 2001-04-25 2003-03-18 Flow Polymers, Inc. Desiccant dispersion for rubber compounds
US6828279B2 (en) 2001-08-10 2004-12-07 M-I Llc Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid
US20030092580A1 (en) * 2001-10-11 2003-05-15 Clearwater, Inc. Invert emulsion drilling fluid and process
US6554069B1 (en) * 2002-08-15 2003-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of removing water-based drilling fluids and compositions
US6908887B2 (en) * 2002-08-22 2005-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Suspending agent
FR2859215B1 (fr) * 2003-08-28 2005-10-14 Inst Francais Du Petrole Fluide de puits a base d'huile comprenant un systeme emulsifiant non-polluant, utilisable pour tout type de base et stable vis-a-vis de la formation des hydrates de gaz
GB2406864A (en) * 2003-10-11 2005-04-13 Schlumberger Holdings Viscoelastic fluid with increased thermal stability and reduced salt concentration
US7507694B2 (en) * 2004-03-12 2009-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Surfactant-free emulsions and methods of use thereof
US8030252B2 (en) * 2004-03-12 2011-10-04 Halliburton Energy Services Inc. Polymer-based, surfactant-free, emulsions and methods of use thereof
US20100044057A1 (en) * 2004-10-20 2010-02-25 Dealy Sears T Treatment Fluids Comprising Pumicite and Methods of Using Such Fluids in Subterranean Formations
US7293609B2 (en) * 2004-10-20 2007-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising vitrified shale and methods of using such fluids in subterranean formations
US9512345B2 (en) 2004-10-20 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Settable spacer fluids comprising pumicite and methods of using such fluids in subterranean formations
US20060111245A1 (en) * 2004-11-23 2006-05-25 Carbajal David L Environmentally friendly water based mud deflocculant/ thinner
US7491682B2 (en) * 2004-12-15 2009-02-17 Bj Services Company Method of inhibiting or controlling formation of inorganic scales
GB2448442B (en) * 2004-12-15 2009-07-22 Bj Services Co Well treating compositions for slow release of treatment agents and methods of using the same
US7544641B2 (en) * 2005-08-17 2009-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Rapid setting plugging compositions for sealing subterranean formations
US8258084B2 (en) * 2006-01-18 2012-09-04 Georgia-Pacific Chemicals Llc Spray dried emulsifier compositions, methods for their preparation, and their use in oil-based drilling fluid compositions
US7598209B2 (en) * 2006-01-26 2009-10-06 Bj Services Company Porous composites containing hydrocarbon-soluble well treatment agents and methods for using the same
US7278487B1 (en) 2006-06-19 2007-10-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using chemical wash compositions for removing drilling fluids
US7662752B2 (en) * 2006-06-19 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Chemical wash compositions for removing drilling fluids
US20090082230A1 (en) * 2007-09-21 2009-03-26 Bj Services Company Well Treatment Fluids Containing Nanoparticles and Methods of Using Same
US7950455B2 (en) * 2008-01-14 2011-05-31 Baker Hughes Incorporated Non-spherical well treating particulates and methods of using the same
CA2736728C (en) * 2008-09-11 2017-01-03 M-I L.L.C. Invert emulsion wellbore fluids and method for reducing toxicity thereof
US7915203B2 (en) 2009-07-27 2011-03-29 Clearwater International, Llc Secondary emulsifiers for inverted emulsion fluids and methods for making and using same
US9010430B2 (en) 2010-07-19 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Method of using shaped compressed pellets in treating a well
US10822536B2 (en) 2010-07-19 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well
US9976070B2 (en) 2010-07-19 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations
US8664168B2 (en) 2011-03-30 2014-03-04 Baker Hughes Incorporated Method of using composites in the treatment of wells
CN102504779B (zh) * 2011-12-21 2013-07-31 中国石油天然气股份有限公司 用于稠油吞吐井堵水的石蜡松香堵水剂及堵水施工方法
US8418763B1 (en) * 2012-04-27 2013-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading cement compositions and associated fluid loss applications
US20150072901A1 (en) 2013-09-09 2015-03-12 Clearwater International Llc Lost circulation and fluid loss materials containing guar chaff and methods for making and using same
US20150197682A1 (en) 2014-01-16 2015-07-16 Clearwater International, Llc Anti-gel agent for polyhydroxyetheramines, gel stabilized polyhydroxyetheramine solutions, and methods for making and using same
EP3186331B1 (de) 2014-07-23 2022-05-04 Baker Hughes Holdings LLC Verbundstoff mit bohrlochbehandlungsmittel und/oder einem auf einem kalzinierten substrat eines metalloxidbeschichteten kerns anhaftender tracer und verfahren zur verwendung davon
US20160152797A1 (en) * 2014-11-27 2016-06-02 Georgia-Pacific Chemicals Llc Emulsifier particles and methods for making and using same
CA2969139C (en) * 2014-12-04 2020-04-14 M-I L.L.C. Dry products for wellbore fluids and methods of use thereof
US10414964B2 (en) 2015-06-30 2019-09-17 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Lubricant compositions containing phosphates and/or phosphites and methods of making and using same
US10844264B2 (en) 2015-06-30 2020-11-24 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Lubricant compositions comprising diol functional groups and methods of making and using same
US10093844B2 (en) * 2015-07-29 2018-10-09 M-I L.L.C. Methods of pneumatically conveying solid particulates
GB2556254A (en) * 2015-07-29 2018-05-23 Mi Llc Methods of formulating wellbore fluids
WO2017019989A1 (en) * 2015-07-29 2017-02-02 M-I L.L.C. Methods of drilling
US10253234B2 (en) * 2015-07-29 2019-04-09 M-I L.L.C. Wellbore fluids for use downhole
EP3184601A1 (de) 2015-12-23 2017-06-28 Agrana Beteiligungs- Aktiengesellschaft Prozessfluid mit umweltverträglichem biostabilisator
RU2613975C1 (ru) * 2016-04-26 2017-03-22 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Эмульгатор инвертных эмульсий
US10641083B2 (en) 2016-06-02 2020-05-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents
MX2018015342A (es) * 2016-06-10 2019-08-16 Byk Chemie Gmbh Emulsion, procedimiento para su preparacion y su uso.
US10413966B2 (en) 2016-06-20 2019-09-17 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same
US11254861B2 (en) 2017-07-13 2022-02-22 Baker Hughes Holdings Llc Delivery system for oil-soluble well treatment agents and methods of using the same
US11254850B2 (en) 2017-11-03 2022-02-22 Baker Hughes Holdings Llc Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents
US10961444B1 (en) 2019-11-01 2021-03-30 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation
CN114507513A (zh) * 2020-11-17 2022-05-17 中国石油化工股份有限公司 一种耐高温非水体系无固相隔离液及其制备方法
CN112898621B (zh) * 2021-03-16 2023-04-25 青岛瑞诺化工有限公司 一种乳化剂及其制备方法和在乳胶发泡制品中的应用
CN113684008B (zh) * 2021-09-26 2022-11-11 荆州嘉华科技有限公司 一种油基钻井液用固体乳化剂及其制备方法和应用

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA578341A (en) 1959-06-23 Socony Mobil Oil Company Emulsion fluid
US2099825A (en) * 1935-04-19 1937-11-23 Standard Oil Dev Co Oil base hydratable drilling fluid
DE747536C (de) * 1940-05-12 1953-02-09 Hydrierwerke A G Deutsche Berfahren zur Herstellung von Wasser-in-OEl-Emulsionen
US2946746A (en) * 1956-10-01 1960-07-26 Union Oil Co Oil-external emulsion drilling fluids
US2994660A (en) * 1957-05-27 1961-08-01 Magnet Cove Barium Corp Water-in-oil emulsion drilling fluid
US3021277A (en) * 1957-12-23 1962-02-13 Raymond W Hoeppel Oil base drilling and fracturing fluid
US3244638A (en) * 1960-06-21 1966-04-05 Swift & Co Water-in-oil emulsion
US3108068A (en) * 1960-12-05 1963-10-22 Texaco Inc Water-in-oil emulsion drilling fluid
US3625286A (en) * 1970-06-01 1971-12-07 Atlantic Richfield Co Well-cementing method using a spacer composition
US3849316A (en) * 1971-08-16 1974-11-19 Dow Chemical Co Spacer composition

Also Published As

Publication number Publication date
DE2462436C3 (de) 1979-05-17
CA1023239A (en) 1977-12-27
FR2227897B1 (de) 1977-10-28
NO793203L (no) 1974-11-04
FR2227897A1 (de) 1974-11-29
DE2462436B2 (de) 1978-09-21
DE2420900A1 (de) 1974-11-21
US4108779A (en) 1978-08-22
NL7405570A (de) 1974-11-05
GB1467841A (en) 1977-03-23
IT1010089B (it) 1977-01-10
DE2462436A1 (de) 1977-02-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE2420900C2 (de) Emulgatoren für Wasser-in-Öl Emulsionen
EP0382071B1 (de) Monocarbonsäure-Methylester in Invert-Bohrspülschlämmen
DE3247123C2 (de) Bohrhilfsflüssigkeit in Form einer Invertemulsion
EP0765368B1 (de) Lineare alpha-olefine enthaltende fliessfähige bohrlochbehandlungsmittel, insbesondere entsprechende bohrspülungen
EP0532570B1 (de) Fliessfähige bohrlochbehandlungsmittel auf basis von kohlensäurediestern
EP0391251B1 (de) Verwendung ausgewählter Ether monofunktioneller Alkohole in Bohrspülungen
DE3842659A1 (de) Verwendung ausgewaehlter esteroele in bohrspuelungen insbesondere zur off-shore-erschliessung von erdoel- bzw. erdgasvorkommen (i)
DE2953276C2 (de) N-Acyl-α-aminosäuresalze und ihre Verwendung als oberflächenaktive Mittel zur Herstellung wäßriger Mikroemulsionen von Kohlenwasserstoffen
DE1245289B (de) Verwendung von oelloeslichen anionischen Arylalkylsulfonsaeuren und/oder Arylalkylsulfonaten als Emulgatoren fuer oelbasische Bohrspuelungen
DE2827286A1 (de) Bohrfluessigkeit, darin verwendbares schmiermittel sowie verwendung der bohrfluessigkeit bei einem bohrverfahren
DE3309144A1 (de) Verfahren zur herstellung von organisch modifizierten seifentonen
DE2418115C3 (de) Dispergiermittel zum Dispergieren von kolloidalem, festem Asphalt in ölfreiem Wasser und seine Verwendung
DE1545424B1 (de) Metalloxyddispersionen
DE2352548C3 (de) Versatzflüssigkeiten
DE3634644C2 (de)
DE643546C (de) Verfahren zur Herstellung einer nicht auflockernden Emulsion fuer Moerteldichtungszwecke
DE1444556C3 (de)
DE2451773C3 (de) Abstandsfluid zum Getrennthalten zweier Bohrlochflüssigkeiten und seine Verwendung
DE2703734A1 (de) Bohrfluessigkeit auf oelbasis mit wasserloeslichen additiven
AT353094B (de) Verfahren zur herstellung von papierleim
DE416765C (de) Verfahren zur Herstellung eines Eisenzements
DE2451773B2 (de) Abstandsfluid zum getrennthalten zweier bohrlochfluessigkeiten und seine verwendung
DE1594434C3 (de) Bohröl auf Basis von Mineralölen mit Emulgator
DD262669A1 (de) Oelinvertspuelung fuer tiefbohrungen
DE2423644A1 (de) Leichtzementmasse

Legal Events

Date Code Title Description
D2 Grant after examination
8339 Ceased/non-payment of the annual fee